Разработка отдельного нефтяного горизонта

Разработка отдельного нефтяного горизонта характеризуется основными элементами: формой сетки расположения скважин, темпом разработки, методом воздействия на пласт [9, c.98].

По темпу разработки (разбуривания) различают сплошную и замедленную системы разработки продуктивного пласта. Сплошную систему разработки (понимая под этим быстрое разбуривание залежи) целесообразно применять для залежей нефти с режимом растворенного газа.

Сгущающаяся (замедленную) систему разработки следует принять для пластов, характеризующихся значительной фациальной изменчивостью или тектонической нарушенностью, вызывающими большое колебание по площади. Сгущающаяся система позволяет уточнять местоположение последующих эксплуатационных скважин и уменьшать число возможных неудачных скважин.

Применение ползущей (замедленной) системы разработки (разбуривания) пласта обусловливается:

• 1) недостаточной разведоностью пласта, когда число эксплуатационных скважин приходится увеличивать по мере приращения дополнительных разведанных фондов; такая система разработки оказывается вынужденной и является следствием запаздывания разведочных работ по сравнению с плановыми заданиями по добыче;
• 2) большими размерами продуктивной площади, когда одновременное бурение всех запроектированных эксплуатационных скважин по технико-экономическим соображениям невозможно и нецелесообразно;
• 3) избранной технологической схемой разработки пласта, например, при водонапорном режиме, когда пласт разбуривается посредством кольцевых батарей от периферии залежи к центру; в этом случае одновременная закладка более трехчетырех батарей при проведении законтурного нагнетания воды нецелесообразна из-за экранирования внутренней батареи более крайними. Применение ползущей системы разработки при этом требует последовательного наращивания новых батарей от периферии к центру по мере обводнения крайних.

Применение ползущей системы разработки с движением от разведанной части пласта к неразведанной является нерациональным.

Кроме темпа разработки (разбуривания) пласта следует различать темп выработки пласта. Темп выработки пласта определяют в процентах годовой добычи от балансовых запасов. Сравнение темпов отбора нефти (выработки пласта) по балансовым запасам позволяет боле эффективно их оценивать. Вопрос о темпах отбора имеет большое значение. Установление соответствующих темпов отбора нефти и оптимальных сроков разработки залежи является одной из важнейших задач проектирования и осуществления разработки. При установлении оптимальных темпов отбора следует учитывать не только мероприятия по воздействию на пласт, но и геологические факторы: форму залежи нефти, структуру порового пространства, литологическую однородность пород, свойства пластовых жидкостей и т. д. [4,c.314−315].

Порядок разбуривания пласта. В современных условиях, когда перед проектированием разработки осуществляется достаточно полный объем разведочных работ на месторождении, для залежей малого и среднего размера с геологической точки зрения является безразличным, в каком направлении будут передвигаться ряды эксплуатационных скважин — от центра к периферии или от периферии к центру. Для очень крупных залежей с большими промышленными запасами нефти и площадями нефтеносности, на которых проектируется более трех батарей скважин, система разработки от периферии к центру имеет ряд преимуществ перед системой разработки от центра к периферии. Для увеличения суммарного дебита при системе разработки от центра к периферии приходится бурить новые батареи скважин, что сильно снижает эффективность разработки. Всякого рода задержки в проведении законтурного заводнения особенно отражаются на разработке от центра к периферии, и пробуренная сначала сравнительно тесная группа центральных скважин оказывается в более тяжелом положении, чем периферийные скважины внешней батареи. Совершенно очевидно, что в зависимости от особенностей геологического строения пласта могут быть внесены коррективы.

Методы воздействия на пласт. Приконтурное заводнение применяется для пластов с сильно пониженной проницаемостью в законтурной части. Уменьшение проницаемости в законтурной части пласта резко снижает поглотительную способность законтурных нагнетательных скважин и обуславливает слабый эффект воздействия на пласт. Данное явление вызывается резким повышением карбонатности пород в этой части залежи, что, по-видимому, связано со вторичными процессами химического взаимодействия нефти и краевых вод в зоне водо-нефтяного контакта. Сопротивление движению воды в пласте оказывает не только увеличивающаяся вязкость нефти в приконтурной зоне, но и значительно ухудшающаяся в этой зоне проницаемость песков, обусловливаемая отложениями в порах породы твердых минеральных частиц вследствие взаимодействия в пласте воды, газа и нефти.

При увеличении содержания остаточной воды подвижность контура возрастает. Увеличение вязкости нефти снижает его подвижность. При уменьшении проницаемости пород в приконтурной зоне подвижность контура также значительно уменьшается.

Этими причинами объясняется отсутствие перемещения контура водоносности даже при большой разности пластового давления в нефтяной и водяной частях пласта. Следовательно, для пластов, характеризующихся отсутствием движения контурных вод, законтурное заводнение не может дать положительного эффекта. В этом случае возникает необходимость проводить нагнетание воды не в законтурную часть пласта, а в приконтурную, располагая нагнетательные скважины у края нефтяной залежи, где проницаемость лучше.

Размещение нагнетательных скважин на значительном расстоянии от нефтяной залежи приводит к уходу воды в более погруженную часть пласта, а расположение этих скважин в приконтурной зоне и в некоторых случаях даже в краевой части нефтяной залежи значительно увеличивает эффективность разработки.

Приведенные выше данные свидетельствуют об эффективности проектирования нагнетательных скважин в законтурной части пласта (и успешного проведения законтурного заводнения) при высокой проницаемости пластов в этой части залежи; наоборот, для пластов, отличающихся непостоянством коллекторских свойств, малой величиной проницаемости в законтурной части и повышенной вязкостью нефти в краевой части залежи, более эффективным является приконтурное заводнение [4, c.317−318].

Следовательно, для проектирования системы разработки большое значение имеет геологическая изученность краевых частей залежи. При изучении возможной подвижности контура необходимо учитывать:

• 1) вязкость нефти, в частности, в приконтурной зоне вблизи водо-нефтяного контакта, а также активность нефти и другие факторы;
• 2) проницаемость пласта, особенно в приконтурной зоне, малая проницаемость пласта в этой зоне может объясняться выпадением из воды карбонатов;
• 3) наличие в пласте глинистых компонентов, сильно разбухающих под действием контурных вод и закупоривающие поры пласта;
• 4) микробиологические процессы на контакте вода-нефть, приводящие к выпадению твердых осадков, закупоривающих поры, и т. д.

Законтурное заводнение применяется широко; метод весьма эффективен, особенно при хороших коллекторских свойствах пласта и полной его мощности в периферийной части.

При этой системе разработки предусматривается размещение нагнетательных и эксплуатационных скважин кольцевыми рядами вдоль контуров нефтеносности. Такая система оказывается вполне эффективной при разработке ряда залежей нефти нередко больших размеров, приуроченных к пологим платформенным структурам.

При разработке крупных залежей нефти длинной 25−35 км и шириной 12−15 км, с площадью нефтеносности 200−400 км и более принимают расстояния между скважинами в рядах 400−500 м, а расстояния между рядами батарей скважин 500−600 м. На каждом крыле бурят шесть, а иногда восемь батарей эксплуатационных скважин. При проведении законтурного заводнения во избежание экранирования обычно бурят в первую очередь три батареи скважин. В этом случае, как показала практика разработки ряда месторождений, годовая добыча нефти достигает 7% от промышленных запасов нефти. Однако при разработки крупных месторождений данный метод неэффективен, так как требует поэтапного переноса фронта нагнетания (вынужденное поэтапное отключение батарей скважин) и вызывает временную консервацию центральной части залежи на длительный срок. В связи с этим для таких скважин необходимо применять дополнительные мероприятия.

Законтурное заводнение дает значительный эффект и не имеет указанных выше недостатков при разработке залежей нефти средних и малых размеров, когда имеется не более четырех батарей скважин.

Благоприятными геологическими условиями при законтурном заводнении являются однородные коллекторские свойства пласта или лучшие коллекторские свойства в периферийной части складки. При резко ухудшенных коллекторских свойствах пласта в периферийной части складки или при наличии нарушений применять законтурное заводнение для всей залежи нерационально.

Осуществление законтурного заводнения с переносом фронта нагнетания до полного обводнения скважин крайней батареи может привести к неполному отбору запасов и большой потери нефти. Практика показала, что при полном обводнении скважин последующая форсированная эксплуатация их позволяла получать дополнительное количество нефти.

При внутриконтурном заводнении воду нагнетают в нагнетательные скважины, расположенные внутри контура нефтеносности. Такую систему разработки применяют как для пластов с ухудшенной проницаемостью в законтурной и приконтурной зонах пласта, так и для пластов с очень большой площадью нефтеносности, для которой одного законтурного заводнения явно недостаточно [4,с.321].

Внутриконтурная закачка воды в нефтяную часть пласта нередко затрудняется из-за малой эффективной проницаемости пласта в призабойной зоне нагнетательных скважин по сравнению с эффективной проницаемостью пласта в законтурной зоне при прочих равных условиях. Однако обработка специальными реагентами первых порций закачиваемой воды содействует отмывке нефти из пор призабойной зоны и обеспечивает эффективность закачки воды внутрь нефтяной залежи.

Для успешного проведения закачки воды внутрь нефтяной залежи необходимо тщательное геологическое изучение нефтяного пласта, позволяющее установить целесообразность и необходимость нагнетания воды и определить метод внутриконтурного заводнения с учетом получения требуемых технико-экономических показателей. В настоящее время применяют следующие методы внутриконтурного нагнетания воды.

Осевое (сводовое) нагнетание вод. Закачка воды производится в нагнетательные скважины, раположенные по осевой линии складки.

Осевое (сводовое) заводнение было осуществлено на месторождениях Уиссон (Арканзас) в 1948 г. и Келли-Снайдер (Западный Техас) в 1954 г. На обоих месторохдениях для поддержания пластового давления был пробурен разрезающий ряд нагнетательных скважин вдоль длинной оси овально вытянутого контура нефтеносности. Длина осевого разрезающего ряда нагнетательных скважин на месторождении Келли-Снайдер составила 23 км, а число нагнетательных скважин 53. Такой метод воздействия на пласт избран в связи со значительным ухудшением проницаемости и выклиниванием пласта в периферийной зоне.

Головное заводнение. Нагнетание воды производится в повышенные (головные) участки залежи нефти. Этот метод применяется на некоторых месторождениях Апшеронского полуострова в связи с ухудшением коллекторских свойств в законтурной зоне. Головное заводнение осуществляется или самостоятельно или одновременно с законтурным (или приконтурным) заводнением. Этот метод по существу аналогичен предыдущему, поскольку вода также закачивается в повышенные участки нефтеносных пластов.

Внутриконтурное нагнетание воды с разрезанием залежи нефти на ряд участков (или полос), разрабатываемых самостоятельно путем закачки воды в нагнетательные скважины, расположенные на границе вырезанного участка. Данный метод был предложен А. П. Крыловым для очень крупных пологих залежей нефти платформенного типа. Применение только законтурного заводнения для очень крупных залежей нефти, как уже указывалось, является недостаточным, так как приводит к длительной консервации центральной части залежи, и общий срок разработки затягивается. Для более эффективного использования запасов нефти в более короткие сроки предложено разрезать залежь нефти на ряд более мелких площадей размером приблизительно 200−300 кмІ. Это осуществляется путем бурения специальных рядов нагнетательных скважин с последующей закачкой в ней воды. После такого искусственного разрезания крупной залежи на ряд более мелких площадей каждая разрабатывается отдельно. Залежь разрезается обычно в направлении наибольшего понижения структуры пласта приблизительно вдоль соответствующих внутренних контуров нефтеносности пропластков; при этом пласт в направлении разрезания должен иметь наиболее полную мощность и достаточно хорошие коллекторские свойства.